RU2266391C1 - Device for pipe liner installation and sealing in well - Google Patents

Device for pipe liner installation and sealing in well Download PDF

Info

Publication number
RU2266391C1
RU2266391C1 RU2004124984/03A RU2004124984A RU2266391C1 RU 2266391 C1 RU2266391 C1 RU 2266391C1 RU 2004124984/03 A RU2004124984/03 A RU 2004124984/03A RU 2004124984 A RU2004124984 A RU 2004124984A RU 2266391 C1 RU2266391 C1 RU 2266391C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
disconnector
packer
bush
section
housing
Prior art date
Application number
RU2004124984/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
А.В. Секисов (RU)
А.В. Секисов
зев О.Л. Вит (RU)
О.Л. Витязев
Original Assignee
Сибирское научно-производственное предприятие бурового машиностроения (ЗАО НПП "СибБурМаш")
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Сибирское научно-производственное предприятие бурового машиностроения (ЗАО НПП "СибБурМаш") filed Critical Сибирское научно-производственное предприятие бурового машиностроения (ЗАО НПП "СибБурМаш")
Priority to RU2004124984/03A priority Critical patent/RU2266391C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2266391C1 publication Critical patent/RU2266391C1/en

Links

Landscapes

  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

FIELD: equipment for oil and gas well casing, particularly device for casing pipe lowering and casing pipe annuity sealing.
SUBSTANCE: device comprises hollow sectional body, disconnector and conveying string connected to the disconnector. Device also comprises packer secured to disconnector in upper part and to anchor in lower part thereof. Pipe liner is made as filtering column provided with perforated grouting mortar displacement fitting in upper part thereof. Drillable plug is installed between pipe liner and perforated fitting. Drillable shutoff valve assembly is arranged in lower body section part between anchor and perforated fitting. The shutoff valve assembly comprises check valve, baffle collar and bush connected to baffle collar by shear pin. The bush cooperates with ball to be thrown into conveying string. The bush cooperates with two-sectional top plug. Lower section of sectional top plug has through channel and connected to disconnector by shear pin. Disconnector is installed in upper body section and may be rotated to cooperate with it without performing lengthwise movement. The disconnector is secured to press-on packer bush by left-handed thread. The press-on bush is installed on upper body section and may perform lengthwise movement. The press-on packer is connected with upper body section by key joint.
EFFECT: increased operational reliability.
1 dwg

Description

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам для спуска и герметизации заколонного пространства обсадных колонн и, в частности, хвостовиков обсадных колонн.The invention relates to the field of attachment of oil and gas wells, and in particular to devices for lowering and sealing the annular space of the casing strings and, in particular, the casing stems.

Известно устройство для подвески и герметизации потайной обсадной колонны, включающее:A device for suspension and sealing a casing collar, including:

- полый корпус,- hollow body

- соединенный с корпусом левой резьбой разъединитель, на поверхности вала которого выполнены наружные шлицы;- a disconnector connected to the housing with a left-hand thread, on the shaft surface of which external slots are made;

- пакер нажимного действия, эластичный уплотнитель которого взаимодействует с втулкой, подвижно установленной на корпусе и взаимодействующей внутренними шлицами с наружными шлицами разъединителя;- a packer of push action, the elastic seal of which interacts with a sleeve movably mounted on the housing and interacting with internal slots with the external slots of the disconnector;

- якорь гидравлического действия,- hydraulic anchor,

- двухсекционную продавочную пробку, нижняя секция которой имеет сквозной канал и связана срезным штифтом с разъединителем, а верхняя секция взаимодействует с нижней секцией после спуска устройства с потайной обсадной колонной в скважину;- a two-section squeezing plug, the lower section of which has a through channel and is connected by a shear pin to the disconnector, and the upper section interacts with the lower section after the device with a countersunk casing is lowered into the well;

- и посадочную муфту со стоп-кольцом, взаимодействующую с продавочной пробкой (Патент РФ №2206713, Е 21 В 33/14, 17/06).- and a landing sleeve with a stop ring interacting with the cork stopper (RF Patent No. 2206713, Е 21 В 33/14, 17/06).

Недостатком известного устройства является низкая надежность работы, обусловленная тем, что для срабатывания механического пакера нажимного действия необходимо, чтобы наружные шлицы корпуса разъединителя, соединенного с бурильной колонной, после вращения последней на произвольное число оборотов гарантированно сместились относительно внутренних шлицов втулки пакера. При отсутствии углового смещения и совпадении шлицов вал разъединителя при спуске бурильной колонны вновь войдет внутрь втулки пакера, и последующая разгрузка бурильной колонны будет происходить по начальным виткам внутренней резьбы корпуса устройства и наружной резьбы вала. Это неминуемо приведет к их смятию и невозможности последующего свинчивания, например, для извлечения устройства на поверхность. Таким образом, возможна ситуация, когда втулка пакера не будет перемещаться вниз, сжимая уплотнитель, причем конструкция известного устройства не позволяет проконтролировать это на поверхности. Поскольку факт несрабатывания пакера и негерметичности заколонного пространства может быть выявлен лишь после ОЗЦ путем совместной опрессовки потайной и ранее спущенной обсадных колонн, то ликвидация этих последствий, возникших из-за низкой надежности известного устройства, потребует значительных трудозатрат и времени.A disadvantage of the known device is the low reliability of operation, due to the fact that for the operation of the mechanical packer of the push action, it is necessary that the outer slots of the disconnector body connected to the drill string, after rotation of the latter by an arbitrary number of revolutions, are guaranteed to be shifted relative to the internal splines of the packer sleeve. In the absence of angular displacement and coincidence of the slots, the disconnector shaft when lowering the drill string will re-enter the packer sleeve, and the subsequent unloading of the drill string will occur along the initial turns of the internal thread of the device body and the external thread of the shaft. This will inevitably lead to their crushing and the impossibility of subsequent make-up, for example, to remove the device to the surface. Thus, it is possible that the packer sleeve will not move downward, compressing the seal, and the design of the known device does not allow to control this on the surface. Since the fact of the packer’s failure and annular space leakage can be detected only after the OZC by jointly crimping the secret and previously lowered casing strings, eliminating these consequences arising from the low reliability of the known device will require considerable labor and time.

Кроме того, известное устройство обладает ограниченными эксплуатационными возможностями, поскольку применимо лишь с потайной обсадной колонной для ликвидации негерметичности ранее спущенной обсадной колонны и не может применяться в качестве устройства для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны, выполненного, например, в виде фильтра, расположенного в горизонтальном участке скважины, как правило открытом, т.е. не цементируемым тампонажным раствором.In addition, the known device has limited operational capabilities, since it is applicable only with countersunk casing to eliminate leaks in a previously lowered casing and cannot be used as a device for installing and sealing a casing string, made, for example, in the form of a filter located in horizontal the well section is usually open, i.e. not cemented grouting mortar.

Известно устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине, включающее:A device for installing and sealing a liner casing in the well, including:

- корпус, связанную с ним транспортировочную колонну, разъединитель, пакер и якорь, помещенные в верхней части хвостовика,- a housing, a transport column connected thereto, a disconnector, a packer and an anchor located in the upper part of the shank,

- связанный с корпусом патрубок с радиальными отверстиями, образующий с хвостовиком в верхней его части кольцевую полость, гидравлически связанную с полостью патрубка через его радиальные отверстия и с узлами привода якоря, пакера и разъединителя,- a pipe connected with the housing with radial holes, forming an annular cavity with a shank in its upper part, hydraulically connected to the pipe cavity through its radial holes and with the drive units of the armature, packer and disconnector,

- связанный с хвостовиком и расположенный под радиальными отверстиями дроссельно-запорный клапан для перекрытия внутреннего сечения патрубка при заданном расходе жидкости с заданными реологическими свойствами, включающий цилиндрическую втулку с посадочным седлом в нижней части и шток, подпружиненный относительно втулки и образующий с ней кольцевой калиброванный канал,- a throttle-shutoff valve connected to the shank and located under the radial openings to shut off the internal section of the pipe at a given flow rate with predetermined rheological properties, including a cylindrical bushing with a seating seat in the lower part and a rod spring-loaded relative to the bushing and forming an annular calibrated channel with it,

- причем патрубок выполнен с возможностью его извлечения из скважины с корпусом и транспортировочной колонной, а хвостовик под устройством выполнен в виде фильтровой колонны с отверстиями в верхней части для вытеснения тампонажного раствора (Патент РФ №2171366, Е 21 В 43/10, 33/14).- moreover, the pipe is made with the possibility of its extraction from the well with the body and the transport column, and the liner under the device is made in the form of a filter column with holes in the upper part for displacing cement slurry (RF Patent No. 2171366, E 21 V 43/10, 33/14 )

Недостатком известного устройства является низкая надежность работы, связанная со следующими обстоятельствами:A disadvantage of the known device is the low reliability associated with the following circumstances:

а) общеизвестно, что любые жидкости, закачиваемые в скважину (буровой и тампонажный растворы, буферная жидкость и пр.) имеют в своем объеме различные инородные включения, в том числе: шлам и куски лежалого цемента, обломки металла и дерева и, наконец, тканевые обрывки укрытия буровой установки, рукавиц и спецодежды. Все это в составе прокачиваемых жидкостей из емкостей циркуляционной системы может попасть в транспортировочную колонну и далее в полость патрубка известного устройства, на конце которого находится дроссельно-запорный клапан с кольцевым калиброванным каналом. Любое из перечисленных включений, обладающих размерами, несколько превосходящими величину зазора в кольцевом калиброванном канале, под усилием от перепада давления попавшее в этот зазор, может застрять в нем и не позволит закрыться дроссельно-запорному клапану, что приведет к невозможности повышения давления в полости патрубка и несрабатыванию механизмов разъединителя, пакера и якоря;a) it is well known that any fluids injected into the well (drilling and grouting solutions, buffer fluid, etc.) have various foreign inclusions in their volume, including: sludge and pieces of stale cement, fragments of metal and wood, and finally, fabric fragments of the shelter of the drilling rig, mittens and overalls. All this, in the composition of the pumped liquids from the tanks of the circulation system, can enter the transport column and then into the cavity of the nozzle of the known device, at the end of which there is a butterfly valve with an annular calibrated channel. Any of the listed inclusions with dimensions slightly exceeding the gap in the annular calibrated channel, which, under the force of the pressure drop, falls into this gap, may get stuck in it and prevent the throttle-shut-off valve from closing, which will make it impossible to increase the pressure in the nozzle cavity and failure of the mechanisms of the disconnector, packer and anchor;

б) для срабатывания дроссельно-запорного клапана необходимо через известное устройство прокачивать жидкость (тампонажный раствор) с заданными реологическими свойствам. А это достаточно трудоемко обеспечить на поверхности даже путем предварительного выравнивания свойств тампонажного раствора во всем его объеме, достигающим порой нескольких десятков, а то и сотней кубометров, так как для этого необходимо иметь на поверхности некоторое количество емкостей с гидравлическими и механическими перемешивателями. Время работы для тщательного перемешивания всего объема жидкости может занимать несколько часов. Поскольку процесс приготовления тампонажного раствора ограничен временным фактором ввиду его схватывания, возможна ситуация, когда получение требуемых реологических свойств не будет осуществлено во всем объеме тампонажного раствора. Поэтому в случае когда через дроссельно-запорный клапан будет прокачиваться некоторый объем раствора с несколько иными свойствами, например, с большей вязкостью и удельным весом, это приведет к закрытию дроссельно-запорного клапана и преждевременному срабатыванию механизмов разъединителя, пакера и якоря.b) to operate the throttle shut-off valve, it is necessary to pump liquid (cement slurry) with the specified rheological properties through a known device. And this is quite laborious to ensure on the surface even by preliminary leveling the properties of the cement slurry in its entire volume, sometimes reaching several tens or even hundreds of cubic meters, since for this it is necessary to have a certain number of tanks with hydraulic and mechanical mixers on the surface. Operating time for thorough mixing of the entire volume of liquid may take several hours. Since the process of preparing cement slurry is limited by the time factor due to its setting, it is possible that the required rheological properties will not be obtained in the entire volume of cement slurry. Therefore, in the case when a certain volume of solution with slightly different properties, for example, with a higher viscosity and specific gravity, is pumped through the throttle shutoff valve, this will lead to the closing of the throttle shutoff valve and premature operation of the disconnector, packer and anchor mechanisms.

К тому же автоматическое, без команды с поверхности, срабатывание механизмов разъединителя, пакера и якоря не обеспечивает возможности контроля этих процессов.In addition, the automatic, without a command from the surface, the operation of the disconnector, packer and anchor mechanisms does not provide the ability to control these processes.

Суммарное воздействие этих обстоятельств приведет к тому, что устройство не сможет выполнить свое назначение, вследствие чего возникнет необходимость оперативного извлечения его из скважины для предотвращения аварии в виде прихвата, а затем после разбуривания оставшегося в скважине цементного стакана повторить операцию установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине.The combined effect of these circumstances will lead to the fact that the device will not be able to fulfill its purpose, as a result of which there will be a need to quickly remove it from the well to prevent an accident in the form of a sticking, and then after drilling the cement nozzle remaining in the well, repeat the installation and sealing of the casing liner in well.

Таким образом, низкая надежность известного устройства может привести к значительному повышению затрат при его эксплуатации.Thus, the low reliability of the known device can lead to a significant increase in costs during its operation.

Задачей изобретения является создание устройства для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны, лишенного перечисленных недостатков.The objective of the invention is to provide a device for installing and sealing a liner casing, devoid of the above disadvantages.

Техническим результатом решения этой задачи является повышение надежности работы устройства для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны и, как следствие, повышение надежности герметизации заколонного пространства над хвостовиком.The technical result of solving this problem is to increase the reliability of the device for installing and sealing the liner of the casing string and, as a consequence, to increase the reliability of sealing the annulus over the liner.

Для обеспечения этих результатов известное устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны, включающее:To ensure these results, a known device for installing and sealing a casing liner, including:

- полый секционный корпус,- hollow sectional housing,

- разъединитель и связанную с ним транспортировочную колонну,- the disconnector and the associated shipping column,

- пакер, в верхней части соединенный с разъединителем, а в нижней части с якорем,- a packer in the upper part connected to the disconnector, and in the lower part with the anchor,

- причем хвостовик под устройством выполнен в виде фильтровой колонны, в верхней части которой расположен перфорированный патрубок для вытеснения тампонажного раствора,- moreover, the shank under the device is made in the form of a filter column, in the upper part of which there is a perforated pipe for displacing the cement slurry,

СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮACCORDING TO THE INVENTION

- дополнительно содержит разбуриваемую пробку, установленную между хвостовиком и перфорированным патрубком,- additionally contains a drillable plug installed between the shank and the perforated nozzle,

- и разбуриваемый клапанно-запорный узел, установленный в нижней секции корпуса между якорем и перфорированным патрубком и включающий- and a drillable valve-locking assembly installed in the lower section of the housing between the armature and the perforated nozzle and including

- обратный клапан,- check valve

- посадочную муфту, взаимодействующую с двухсекционной продавочной пробкой, нижняя секция которой имеет сквозной канал и связана срезным штифтом с разъединителем;- a landing sleeve interacting with a two-section screw-in plug, the lower section of which has a through channel and is connected by a shear pin to the disconnector;

- посадочную втулку, соединенную с посадочной муфтой срезным штифтом и взаимодействующую с шаром, сбрасываемым в транспортировочную колонну,- a landing sleeve connected to the landing sleeve with a shear pin and interacting with a ball discharged into the transport column,

- причем разъединитель установлен на верхней секции корпуса с возможностью вращения, взаимодействуя с ней без продольного перемещения, и соединен левой резьбой с нажимной втулкой пакера, которая установлена на верхней секции корпуса с возможностью продольного перемещения и связана с ней шпоночным соединением.- moreover, the disconnector is mounted on the upper section of the housing with the possibility of rotation, interacting with it without longitudinal movement, and is connected by a left-hand thread to the presser sleeve of the packer, which is mounted on the upper section of the housing with the possibility of longitudinal movement and connected with it by a key connection.

На чертеже показан общий вид устройства (в исходном положении перед спуском в скважину).The drawing shows a General view of the device (in the initial position before the descent into the well).

Устройство содержит полый секционный корпус 1, состоящий из верхней секции 2, средней секции 3 и нижней секции 4. На верхней секции 2 установлен с возможностью вращения без продольного перемещения разъединитель 5, в нижней части осевого канала 6 которого установлена нижняя секция 7 продавочной пробки, которая имеет сквозной канал 8 и связана срезным штифтом 9 с разъединителем 5. В верхней части разъединитель 5 соединен с транспортировочной колонной 10, в которую после спуска устройства в скважину сбрасывается верхняя секция 11 продавочной пробки.The device comprises a hollow sectional housing 1, consisting of an upper section 2, a middle section 3 and a lower section 4. On the upper section 2, a disconnector 5 is mounted for rotation without longitudinal movement, in the lower part of the axial channel 6 of which there is a lower section 7 of the cork plug, which has a through channel 8 and is connected by a shear pin 9 to the disconnector 5. In the upper part, the disconnector 5 is connected to the transport column 10, into which, after lowering the device into the well, the upper section 11 of the flow plug .

Верхняя секция 2 корпуса 1 совместно с уплотнителем 12, выполненным из эластичного материала, и нажимной втулкой 13 входят в состав пакера 14. Нажимная втулка 13 соединена с разъединителем 5 левой резьбой 15 и связана с верхней секцией 2 корпуса 1 шпоночным соединением 16, благодаря чему она имеет относительно корпуса 1 возможность только продольного перемещения (принцип винтового домкрата). Для уменьшения трения при вращении разъединителя 5 между его нижним торцом и торцом верхней секции 2 корпуса 1 установлен упорный подшипник 17.The upper section 2 of the housing 1 together with the seal 12 made of elastic material and the pressure sleeve 13 are included in the packer 14. The pressure sleeve 13 is connected to the disconnector 5 by the left-hand thread 15 and is connected to the upper section 2 of the housing 1 by a key connection 16, so that it relative to the housing 1, only longitudinal movement is possible (principle of a screw jack). To reduce friction during rotation of the disconnector 5 between the lower end and the end of the upper section 2 of the housing 1 is installed thrust bearing 17.

Средняя секция 3 и нижняя секция 4 корпуса 1 совместно с поршнем 18 и клиновыми плашками 19, взаимодействующими с клиновыми направляющими 20, выполненными на средней секции 3, входят в состав якоря 21. В исходном положении поршень 18 соединен с нижней секцией 4 корпуса 1 срезным штифтом 22 и образует с ней в нижней части кольцевую полость 23, связанную с полостью 24 корпуса 1 отверстием 25.The middle section 3 and the lower section 4 of the housing 1 together with the piston 18 and the wedge dies 19, interacting with the wedge guides 20 made on the middle section 3, are part of the armature 21. In the initial position, the piston 18 is connected to the lower section 4 of the housing 1 by a shear pin 22 and forms with it in the lower part an annular cavity 23 associated with the cavity 24 of the housing 1 by the hole 25.

К нижней части корпуса 1 снизу присоединен клапанно-запорный узел 26, включающий установленную в переводнике 27 посадочную муфту 28, в которой расположена посадочная втулка 29 для посыльного шара 30, соединенная с муфтой 28 срезным штифтом 31, решетку 32 и обратный клапан 33. При этом давление, необходимое для срезания штифта 31, превышает давление, необходимое для срезания штифта 22.A valve-locking unit 26 is attached to the lower part of the housing 1 from the bottom, including a mounting sleeve 28 installed in the sub 27, in which a mounting sleeve 29 for the messenger ball 30 is located, connected to the sleeve 28 with a shear pin 31, a grill 32 and a check valve 33. the pressure required to cut the pin 31 exceeds the pressure required to cut the pin 22.

К нижнему концу переводника 27 посредством вставки необходимой длины из труб 34 присоединен перфорированный патрубок 35, под которым установлена разбуриваемая пробка 36, соединенная с хвостовиком 37. Длина труб 34 выбирается из расчета, чтобы хвостовик 37 в виде фильтровой колонны располагался в открытом стволе скважины в интервале продуктивного пласта (не показан), эксплуатируемого открытым способом, а верхняя часть заявляемого устройства, находящаяся над трубами 34, располагалась в обсадной колонне (не показана).A perforated pipe 35 is attached to the lower end of the sub 27 by inserting the required length from the pipes 34, under which a drillable plug 36 is connected, connected to the shank 37. The length of the pipes 34 is selected so that the shank 37 in the form of a filter string is located in the open borehole in the interval productive formation (not shown), operated by an open method, and the upper part of the inventive device, located above the pipes 34, was located in the casing (not shown).

Заявляемое устройство работает следующим образом.The inventive device operates as follows.

В положении, показанном на чертеже, устройство без верхней секции 11 продавочной пробки и посыльного шара 30 на транспортировочной колонне 10 спускают в скважину, периодически производя долив жидкости в трубы колонны 10. После установки хвостовика 37 в необходимый интервал в колонну 10 сбрасывают посыльный шар 30, который после посадки на седло посадочной втулки 29 отделяет полость 24 корпуса 1 от полости переводника 27, расположенной под посадочной втулкой 29. Затем на поверхности включают насос (не показан), нагнетая жидкость и повышая давление в колонне 11 и связанной с ней полости 24 корпуса 1.In the position shown in the drawing, the device without the upper section 11 of the cork plug and messenger ball 30 on the transport column 10 is lowered into the well, periodically producing liquid being added to the pipes of the column 10. After installing the liner 37 in the required interval, the messenger ball 30 is dropped into the column 10, which, after landing on the saddle of the landing sleeve 29, separates the cavity 24 of the housing 1 from the cavity of the sub 27 located under the landing sleeve 29. Then, on the surface, turn on a pump (not shown), pumping liquid and increasing the pressure in lonne 11 and associated cavity 24 of the housing 1.

Одновременно с этим будет повышаться давление в кольцевой полости 23, образованной нижней секцией 4 и поршнем 18 и связанной с полостью 24 отверстием 25, и создаваться усилие, воздействующее на поршень 18. При некоторой величине этого усилия срезается штифт 22, и поршень 18 якоря 21, перемещаясь вверх, будет перемещать соединенные с ним плашки 19 по клиновым направляющим 20 нижней секции 4, выдвигая плашки 19 за наружный диаметральный габарит корпуса 1 до контакта и сцепления с внутренней поверхностью металлической трубы обсадной колонны. При дальнейшем нагнетании жидкости и повышении давления на втулке 29 клапанно-запорного узла 26 возникает усилие, срезающее штифт 31. Втулка 29, переместившись вниз, в полость решетки 32, обеспечит возможность циркуляции нагнетаемой жидкости через отверстие посадочной муфты 28, отверстия решетки 32, отверстие отжимаемого вниз обратного клапана 33 и отверстия патрубка 35 в ствол скважины.At the same time, pressure will increase in the annular cavity 23 formed by the lower section 4 and the piston 18 and connected to the cavity 24 by the hole 25, and a force will be created that acts on the piston 18. At a certain magnitude of this force, the pin 22 and the piston 18 of the armature 21 are cut off. moving up, it will move the dies 19 connected to it along the wedge guides 20 of the lower section 4, pushing the dies 19 beyond the outer diametric dimension of the housing 1 until it contacts and engages with the inner surface of the casing metal pipe. With further injection of fluid and increasing pressure on the sleeve 29 of the valve-locking unit 26, a force appears that cuts the pin 31. The sleeve 29, moving down into the cavity of the grating 32, will allow the pumped fluid to circulate through the hole of the landing sleeve 28, the holes of the grate 32, the squeeze hole down the check valve 33 and the hole of the pipe 35 into the wellbore.

На поверхности момент среза штифтов 22 и 31 и срабатывание якоря 21 будет отмечаться повышением давления на манометре, регистрирующем давление нагнетания жидкости насосом в транспортировочную колонну 10, а перемещение втулки 29 и гидравлическое сообщение полости 24 корпуса 1 и ствола скважины будет отмечаться падением давления и циркуляцией жидкости из скважины. Далее производят спуск транспортировочной колонны 10 и корпуса 1, связанного с последней посредством разъединителя 5, вниз относительно неподвижных плашек 19, проверяя надежность срабатывания якоря 21. При этом одновременно увеличивается сцепление плашек 19 с трубой обсадной колонны, поскольку при перемещении корпуса 1 вниз, а следовательно, и расположенных на средней секции 3 клиновых направляющих 20, последние, воздействуя на клиновые плашки 19, будут увеличивать усилие их врезания в стенку трубы обсадной колонны.On the surface, the cutoff time of pins 22 and 31 and the activation of the armature 21 will be marked by an increase in pressure on the manometer that registers the pressure of the pumped fluid into the transport column 10, and the movement of the sleeve 29 and the hydraulic communication of the cavity 24 of the housing 1 and the wellbore will be marked by a pressure drop and fluid circulation from the well. Next, the conveyor string 10 and the housing 1, connected to the latter by the disconnector 5, are lowered downward relative to the fixed dies 19, checking the reliability of the operation of the armature 21. At the same time, the adhesion of the dies 19 to the casing pipe increases, since when the casing 1 is moved down, and therefore , and located on the middle section 3 of the wedge guides 20, the latter, acting on the wedge dies 19, will increase the force of their penetration into the wall of the casing pipe.

Таким образом, дополнительное снабжение заявляемого устройства клапанно-запорным узлом 26 обеспечивает возможность контроля процесса срабатывания якоря 21, что увеличивает надежность работы заявляемого устройства по сравнению с прототипом.Thus, the additional supply of the claimed device valve-locking unit 26 provides the ability to control the process of operation of the armature 21, which increases the reliability of the claimed device compared to the prototype.

Последующим нагнетанием насосом с поверхности необходимого объема тампонажного раствора производят цементирование ствола скважины в интервале от продуктивного пласта, т.е. от хвостовика 37 до верхней части заявляемого устройства, т.е. до верхнего торца разъединителя 5. После закачки тампонажного раствора в транспортировочную колонну 10 посылают верхнюю секцию 11 продавочной пробки и перемещают ее нагнетанием буферной жидкости по колонне 10 до посадки в нижнюю секцию 7 продавочной пробки. При этом тампонажный раствор вытесняется верхней секцией 11 из транспортировочной колонны 10 через осевой канал 6 разъединителя 5, сквозной канал 8 нижней секции 7, полость 24 корпуса 1, отверстие посадочной муфты 28, отверстия решетки 32, отверстие отжимаемого вниз обратного клапана 33 и отверстия патрубка 35 в ствол скважины. При этом пробка 36 предотвратит попадание тампонажного раствора в полость хвостовика 37, выполненного в виде фильтровой колонны, и, следовательно, в интервал продуктивного пласта открытого ствола скважины, что позволит сохранить проницаемость коллектора и обеспечит повышение дебита скважины.Subsequent pumping from the surface of the required volume of cement slurry produces cementing of the wellbore in the interval from the reservoir, i.e. from the shank 37 to the upper part of the claimed device, i.e. to the upper end of the disconnector 5. After the cement slurry is injected into the transport column 10, the upper section 11 of the squeeze plug is sent and moved by pumping buffer fluid through the column 10 until it is planted in the lower section 7 of the squeeze plug. In this case, the grouting fluid is displaced by the upper section 11 from the transport column 10 through the axial channel 6 of the disconnector 5, the through channel 8 of the lower section 7, the cavity 24 of the housing 1, the hole of the landing sleeve 28, the holes of the grill 32, the hole of the check valve 33 pressed down and the holes of the pipe 35 into the wellbore. At the same time, plug 36 will prevent the cement slurry from entering the cavity of the liner 37, made in the form of a filter column, and, therefore, into the interval of the productive formation of the open wellbore, which will allow to preserve the permeability of the reservoir and increase the flow rate of the well.

После стыковки секций 11 и 7 продавочной пробки и перекрытия сквозного канала 8 в транспортировочной колонне 10 и осевом канале 6 произойдет повышение давления, усилием от которого будет срезан штифт 9. После чего объединенная продавочная пробка, состоящая из секций 11 и 7, вытесняя тампонажный раствор из полости 24 корпуса 1, будет перемещаться вниз до стыковки с посадочной муфтой 28, перекрывая ее канал. В результате этого в транспортировочной колонне 10 и в полости корпуса 1 возрастет давление, что будет регистрироваться на поверхности манометром насоса, нагнетающим жидкость в транспортировочную колонну 10, в результате чего насос выключают.After the sections 11 and 7 of the flow plug are joined and the through channel 8 is closed in the transport column 10 and the axial channel 6, an increase in pressure will occur, the pin 9 will be cut off by force. Then the combined flow plug, consisting of sections 11 and 7, displacing the grouting mortar from cavity 24 of the housing 1 will move down to the dock with the landing sleeve 28, blocking its channel. As a result of this, pressure will increase in the transport column 10 and in the cavity of the housing 1, which will be recorded on the surface by a pump pressure gauge pumping liquid into the transport column 10, as a result of which the pump is turned off.

Для более надежной герметизации кольцевого пространства между устройством и обсадной колонной приводят в действие пакер 14, для чего вращают транспортировочную колонну 10 с разъединителем 5 по часовой стрелке. В результате этого нажимная втулка 13, соединенная с разъединителем 5 левой резьбой, а с верхней секцией 2 корпуса 1 шпоночным соединением 16, будет свинчиваться с разъединителя 5 и продольно перемещаться вниз, сжимая эластичный уплотнитель 12. Уплотнитель 12, расширяясь, войдет в контакт со стенкой обсадной колонны, вытесняя тампонажный раствор из кольцевого пространства между уплотнителем 12 и стенкой обсадной колонной. При этом восприятие осевого усилия от веса транспортировочной колонны 10 при вращении разъединителя 5 и снижение трения на взаимодействующих между собою торцах последнего и верхней секции 2 корпуса 1 осуществляется упорным подшипником 17. При этом процесс перемещения нажимной втулки 13 вниз при вращении разъединителя 5 будет регистрироваться на поверхности уменьшением показаний индикатора веса транспортировочной колонны 10. Это позволяет контролировать как процесс сжатия уплотнителя 12, т.е. срабатывание узла пакера 14, так и процесс отсоединения транспортировочной колонны 10 от заявляемого устройства, т.е. срабатывание узла разъединителя 5. После полного свинчивания нажимной втулки 13 с разъединителя 5 произойдет их рассоединение, что контролируется подъемом транспортировочной колонны 10 с разъединителем 5 вверх и увеличением показаний индикатора веса.For more reliable sealing of the annular space between the device and the casing, the packer 14 is activated, for which purpose the transport column 10 with the disconnector 5 are rotated clockwise. As a result of this, the pressure sleeve 13 connected to the disconnector 5 by the left-hand thread, and with the key connection 16 to the upper section 2 of the housing 1, will be screwed from the disconnector 5 and longitudinally move downward, compressing the elastic seal 12. The seal 12, expanding, will come into contact with the wall casing string, displacing cement slurry from the annular space between the seal 12 and the wall of the casing string. In this case, the perception of the axial force from the weight of the transport column 10 during the rotation of the disconnector 5 and the reduction of friction on the interacting ends of the last and upper sections 2 of the housing 1 is carried out by a thrust bearing 17. In this case, the process of moving the push sleeve 13 downward while rotating the disconnector 5 will be recorded on the surface reducing the weight indicator of the transport column 10. This allows you to control how the compression process of the seal 12, i.e. the operation of the packer assembly 14, and the process of disconnecting the transport column 10 from the inventive device, i.e. actuation of the disconnector assembly 5. After the screw sleeve 13 is fully screwed from the disconnector 5, they will be disconnected, which is controlled by lifting the transport column 10 with the disconnector 5 up and increasing the weight indicator.

Таким образом, введение в узел пакера 14 нажимной втулки 13, соединенной с разъединителем 5 левой резьбой, а с верхней секцией 2 корпуса 1 шпоночным соединением 16, обеспечивает как одновременность процессов отсоединения транспортировочной колонны 10 от устройства и срабатывания узла пакера 14. Причем эти процессы контролируются на поверхности, что увеличивает надежность работы заявляемого устройства по сравнению с прототипом.Thus, the introduction into the packer assembly 14 of the pressure sleeve 13 connected to the disconnector 5 by the left-hand thread and to the upper section 2 of the housing 1 by the key connection 16 ensures both the simultaneous processes of disconnecting the transport column 10 from the device and the actuation of the packer assembly 14. Moreover, these processes are controlled on the surface, which increases the reliability of the claimed device compared to the prototype.

Включением на поверхности насоса осуществляют циркуляцию жидкости через транспортировочную колонну 10, вымывая остатки тампонажного раствора над устройством, после чего транспортировочную колонну 10 с разъединителем 5 извлекают из скважины.By turning on the pump surface, the fluid is circulated through the transport column 10, washing away the remains of cement slurry above the device, after which the transport column 10 with disconnector 5 is removed from the well.

Далее, после затвердевания тампонажного раствора и образования цементного камня в кольцевом пространстве между устройством и стволом скважины, в нее спускают бурильную колонну с долотом и разбуривают секции 11 и 7 продавочной пробки, посадочную муфту 28, посадочную втулку 29, решетку 32, обратный клапан 33 и пробку 36, обеспечивая соединение полости 24 корпуса 1 с полостью хвостовика 37. После этого бурильную колонну с долотом извлекают из скважины.Then, after the cement slurry has solidified and cement stone has formed in the annular space between the device and the wellbore, a drill string with a bit is lowered into it and drill plug sections 11 and 7, fit sleeve 28, fit sleeve 29, grate 32, check valve 33 and plug 36, ensuring the connection of the cavity 24 of the housing 1 with the cavity of the liner 37. After that, the drill string with a bit is removed from the well.

Таким образом, совокупность отличительных признаков заявляемого устройства обеспечивает по сравнению с прототипом возможность контроля в режиме реального времени работы всех узлов устройства и оперативного управления с поверхности всеми операциями по установке устройства в скважине, что способствует повышению надежности работы заявляемого устройства.Thus, the set of distinctive features of the claimed device provides, in comparison with the prototype, the possibility of real-time monitoring of the operation of all nodes of the device and operational control from the surface of all operations for installing the device in the well, which improves the reliability of the claimed device.

Claims (1)

Устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны, включающее полый секционный корпус, разъединитель и связанную с ним транспортировочную колонну, пакер, в верхней части соединенный с разъединителем, а в нижней части - с якорем, причем хвостовик выполнен в виде фильтровой колонны, в верхней части которой расположен перфорированный патрубок для вытеснения тампонажного раствора, отличающееся тем, что дополнительно содержит разбуриваемую пробку, установленную между хвостовиком и перфорированным патрубком, и разбуриваемый клапанно-запорный узел, установленный в нижней секции корпуса между якорем и перфорированным патрубком и включающий обратный клапан, посадочную муфту, взаимодействующую с двухсекционной продавочной пробкой, нижняя секция которой имеет сквозной канал и связана срезным штифтом с разъединителем, и посадочную втулку, соединенную с посадочной муфтой срезным штифтом и взаимодействующую с шаром, сбрасываемым в транспортировочную колонну, причем разъединитель установлен на верхней секции корпуса с возможностью вращения, взаимодействуя с ней без продольного перемещения, и соединен левой резьбой с нажимной втулкой пакера, которая установлена на верхней секции корпуса с возможностью продольного перемещения и связана с ней шпоночным соединением.A device for installing and sealing a casing liner, including a hollow sectional casing, a disconnector and a transport column connected thereto, a packer connected to the disconnector in the upper part and an anchor in the lower part, and the liner is made in the form of a filter column in the upper part which has a perforated nozzle for displacing cement slurry, characterized in that it further comprises a drillable plug installed between the shank and the perforated nozzle, and a valve-locking assembly installed in the lower section of the housing between the armature and the perforated nozzle and including a non-return valve, a seat coupling interacting with a two-section bushing plug, the lower section of which has a through channel and is connected by a shear pin to the disconnector, and a bushing connected to the bushing coupling shear pin and interacting with a ball discharged into the transport column, and the disconnector is mounted on the upper section of the housing with the possibility of rotation, interacting it without longitudinal movement, and left-hand thread is connected with the pressing sleeve of the packer which is mounted on the upper body section to move longitudinally and is connected with its keyed connection.
RU2004124984/03A 2004-08-16 2004-08-16 Device for pipe liner installation and sealing in well RU2266391C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2004124984/03A RU2266391C1 (en) 2004-08-16 2004-08-16 Device for pipe liner installation and sealing in well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2004124984/03A RU2266391C1 (en) 2004-08-16 2004-08-16 Device for pipe liner installation and sealing in well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2266391C1 true RU2266391C1 (en) 2005-12-20

Family

ID=35869708

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2004124984/03A RU2266391C1 (en) 2004-08-16 2004-08-16 Device for pipe liner installation and sealing in well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2266391C1 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8434561B2 (en) 2011-01-10 2013-05-07 Halliburton Energy Services, Inc. Controlled hydrostatic pressure completion system
RU2524103C1 (en) * 2013-02-20 2014-07-27 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-технический центр" ЗЭРС" (ООО "НТЦ "ЗЭРС") Circulation unit for casing liner
RU2691425C1 (en) * 2018-09-26 2019-06-13 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Well abandonment method
RU2766980C1 (en) * 2021-03-02 2022-03-16 Алексей Владимирович Козлов Device for suspension and cementing of liner in well with preliminary disconnection from transport string

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8434561B2 (en) 2011-01-10 2013-05-07 Halliburton Energy Services, Inc. Controlled hydrostatic pressure completion system
RU2524103C1 (en) * 2013-02-20 2014-07-27 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-технический центр" ЗЭРС" (ООО "НТЦ "ЗЭРС") Circulation unit for casing liner
RU2691425C1 (en) * 2018-09-26 2019-06-13 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Well abandonment method
RU2766980C1 (en) * 2021-03-02 2022-03-16 Алексей Владимирович Козлов Device for suspension and cementing of liner in well with preliminary disconnection from transport string

Similar Documents

Publication Publication Date Title
USRE46793E1 (en) Wiper plug elements and methods of stimulating a wellbore environment
US6666273B2 (en) Valve assembly for use in a wellbore
RU2671369C1 (en) Drilling with liner using a withdrawable guide assembly of the bottom
US20080164029A1 (en) Apparatus and method for forming multiple plugs in a wellbore
EP2128378B1 (en) An injection apparatus and method
WO2010135019A1 (en) Improved subsea cementing plug system with plug launching tool
CN106481318A (en) Adverse current sleeve actuating method
CA2932093A1 (en) Reverse cementing valve
US20230235655A1 (en) Wellbore staged operation method and rubber plug for said method
RU2266391C1 (en) Device for pipe liner installation and sealing in well
RU2745147C1 (en) Method of securing a hidden casing string of a borehole with rotation and cementing of the zone above the productive formation
RU2736742C1 (en) Method of isolating an absorption zone in a constructed well and a device for carrying out insulation
RU162662U1 (en) DRILLABLE PACKER PLUG
RU64682U1 (en) DEVICE FOR INSTALLATION AND SEALING OF A HOLE OF A CASING HOLE IN A WELL
RU2626108C2 (en) Method of well casing by tail pipe with bottomhole screen
RU62651U1 (en) DEVICE FOR INSTALLATION AND SEALING OF A HOLE OF A CASING HOLE IN A WELL
RU2321726C1 (en) Casing pipe cementing collar
RU2171366C1 (en) Device for installation and sealing of casing liner in well
RU69559U1 (en) DEVICE FOR INSTALLATION AND SEALING OF A HOLE OF A CASING HOLE IN A WELL
RU2377391C1 (en) Device for installing and sealing casing liner in well
RU2687834C1 (en) Column shoe
RU2367773C1 (en) Well cementing device
RU2777032C1 (en) Set of equipment for multi-stage hydraulic fracturing
RU2065948C1 (en) Method and device for initiating inflow from stratum
RU2170331C2 (en) Packer equipment